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摘要：近幾年全國棄風(fēng)、棄光問題日益嚴(yán)重，而且國家對燃煤電廠深度調(diào)峰能力的要求也不斷提高。該文結(jié)合華北地區(qū)火電機(jī)組深度調(diào)峰補(bǔ)償相關(guān)政策，對某 350 MW超臨界熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目進(jìn)行靈活性改造研究。通過對國內(nèi)幾種主流靈活性改造技術(shù)進(jìn)行分析，對比各種技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)以及投資費(fèi)用、運(yùn)行成本，并結(jié)合本地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償情況，評估機(jī)組靈活性改造后對后期經(jīng)營的影響，得出適合本廠的最優(yōu)方案。結(jié)果表明，低壓缸零出力供熱技術(shù)是目前為止應(yīng)對熱電解耦成本最低的方案。當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在 700 元/t 以下時(shí)，機(jī)組不宜進(jìn)行調(diào)峰，應(yīng)多帶負(fù)荷；當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在 700 元/t 以上時(shí)，通過調(diào)峰降低機(jī)組負(fù)荷來減少虧損。

關(guān)鍵詞：熱電聯(lián)產(chǎn)；靈活性改造；深度調(diào)峰；棄風(fēng)；棄光

（來源：《發(fā)電技術(shù)》期刊 作者：李樹明 劉青松 朱小東 平士斌 白貴生）

0 引言

由于近幾年可再生能源(主要是風(fēng)電、太陽能發(fā)電)裝機(jī)容量快速增長，棄風(fēng)、棄光問題愈演愈

烈 [1] ，全國平均棄風(fēng)、棄光率長期高于 20% [2-3] ，對非水可再生能源的消納成為迫切任務(wù) [4-7] 。為解決這一問題，國家發(fā)改委、能源局下發(fā)了一系列文件 [8-10] ，先后啟動(dòng)了兩批共 22 個(gè)火電靈活性改

造試點(diǎn)項(xiàng)目，重點(diǎn)推動(dòng)“三北”地區(qū)火電機(jī)組(30萬 kW 級(jí)及以上供熱機(jī)組)的靈活性改造。

對火電企業(yè)來講，尤其是供熱電廠，無論是從當(dāng)前國家政策形勢還是企業(yè)自身生存發(fā)展需要，機(jī)組靈活性改造都將是各企業(yè)要面對的重要課題 [11-12] 。根據(jù)當(dāng)前政策，電網(wǎng)內(nèi)靈活性改造的機(jī)組越多，未進(jìn)行靈活性改造的電廠所承擔(dān)的調(diào)峰費(fèi)用就越多，經(jīng)營壓力將會(huì)越來越大。

為此，本文將對國內(nèi)幾種主流火電機(jī)組靈活性改造技術(shù)路線進(jìn)行綜合對比、分析，結(jié)合華北地區(qū)對于火電機(jī)組深度調(diào)峰補(bǔ)償政策，評估火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造后對后期經(jīng)營的影響，研究得出當(dāng)前形勢下火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造的最優(yōu)方案，為新建以及即將進(jìn)行火電機(jī)組靈活性改造的供熱電廠提供技術(shù)參考。

1 對火電機(jī)組靈活性改造要求

火電運(yùn)行靈活性主要包括調(diào)峰能力、爬坡速度、啟停時(shí)間等 3 個(gè)主要部分。目前我國供暖期熱電機(jī)組“以熱定電”方式運(yùn)行，冬季最小出力一般在 60%~70%左右，負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍較小，調(diào)峰能力不足，是制約火電機(jī)組靈活性改造的關(guān)鍵因素 [13] 。

靈活性改造要求熱電機(jī)組增加 20%額定容量的調(diào)峰能力，供熱期達(dá)到 40%~50%額定容量的最小技術(shù)出力，實(shí)現(xiàn)熱電機(jī)組熱電解耦；純凝機(jī)組增加 15%~20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達(dá)到 30%~35%額定容量 [14] 。

供熱機(jī)組進(jìn)行靈活性改造后，具備深度調(diào)峰的能力，調(diào)峰幅度增大，可以快速響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度的需要。通過實(shí)施火電靈活性優(yōu)化改造，實(shí)現(xiàn)供熱期熱電解耦，可以使火電廠更好地適應(yīng)未來的形勢，具備參與競爭性電力市場的基本條件。

2 靈活性改造的幾種技術(shù)路線分析

對于供熱機(jī)組進(jìn)行靈活性改造，實(shí)現(xiàn)熱電解耦，當(dāng)前的技術(shù)路線主要有：儲(chǔ)熱技術(shù)、電熱鍋爐、主再熱蒸汽輔助供熱、低壓轉(zhuǎn)子改光軸、低壓缸零出力供熱等技術(shù)。

2.1 儲(chǔ)熱技術(shù)

儲(chǔ)熱技術(shù)是在熱網(wǎng)中增加熱網(wǎng)循環(huán)水儲(chǔ)能系統(tǒng)，通過儲(chǔ)能系統(tǒng)能量的吸收和釋放，可實(shí)現(xiàn)“熱電解耦”，在供熱期可提高機(jī)組的變負(fù)荷靈活性。

圖 1 [15] 為蓄熱罐與熱網(wǎng)系統(tǒng)直接連接系統(tǒng)示意圖，蓄熱水罐系統(tǒng)在熱網(wǎng)中的連接方式一般采用直接連接，即蓄熱水罐直接并入熱網(wǎng)中去。但采暖季熱負(fù)荷最大的時(shí)間內(nèi)，當(dāng)蓄熱水罐無法單獨(dú)確保熱電解耦時(shí)，一般采用鍋爐抽汽方案或電鍋爐方案配合使用，與蓄熱水罐一起繼續(xù)保證蓄熱系統(tǒng)的熱電解耦時(shí)間。另外，當(dāng)增加蓄熱系統(tǒng)后，在考慮最冷月采暖熱負(fù)荷的情況下，熱網(wǎng)循環(huán)水泵需分流一部分流量用于蓄熱，用于供熱的熱網(wǎng)循環(huán)水流量將減少，需要對供暖期最大供熱負(fù)荷下的熱網(wǎng)循環(huán)水流量進(jìn)行核算，避免機(jī)組在最冷月份無法參與調(diào)峰。

2.2 電熱鍋爐技術(shù)

電熱鍋爐技術(shù)主要分為電阻式鍋爐、電極式鍋爐、電熱相變材料鍋爐和電固體蓄熱鍋爐，其中做到高壓電直接接入和大功率直供發(fā)熱的方案是電極式鍋爐，電極式鍋爐是利用含電解質(zhì)水的導(dǎo)電特性，通電后被加熱產(chǎn)生熱水或蒸汽，單臺(tái)鍋爐的最大功率可達(dá) 80 MW。

電極鍋爐在歐洲的應(yīng)用較多，投資的商業(yè)模式是提供電力市場價(jià)格平衡調(diào)節(jié)的手段，在上網(wǎng)電價(jià)低于某一定值時(shí)，通過電鍋爐將低利潤甚至負(fù)利潤的發(fā)電量轉(zhuǎn)化為高利潤的供熱量。

2.3 主再熱蒸汽輔助供熱技術(shù)

主再熱蒸汽輔助供熱技術(shù)是考慮到汽輪機(jī)的運(yùn)行特性和鍋爐燃燒運(yùn)行工況，確保機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行，并盡可能減少機(jī)組改造工作量。從鍋爐主再熱蒸汽取汽，經(jīng)減溫減壓，并滿足熱網(wǎng)加熱器設(shè)計(jì)要求參數(shù)時(shí)，進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器，使機(jī)組在低負(fù)荷運(yùn)行工況下最大限度提升機(jī)組供熱能力。

2.4 低壓轉(zhuǎn)子改光軸技術(shù)

光軸改造是將現(xiàn)有汽輪機(jī)改成高背壓式供熱機(jī)組，低壓缸不進(jìn)汽，主蒸汽由高壓主汽門、高壓調(diào)節(jié)汽門進(jìn)入高中壓缸做功。中壓排汽(部分低加回?zé)岢槠谐?全部進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器供熱。將低壓轉(zhuǎn)子拆除后，更換成一根光軸，連接高中壓轉(zhuǎn)子與發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子，光軸僅起到傳遞扭矩的作用。

此技術(shù)改造后沒有低壓缸做功，可以回收原由低壓缸進(jìn)入凝汽器排汽熱量，減少冷源損失，使盡可能多的蒸汽用于供熱。目前該技術(shù)應(yīng)用的供熱機(jī)組較多，但由于將低壓轉(zhuǎn)子更換為光軸后低壓缸不進(jìn)汽，機(jī)組帶電負(fù)荷能力在整個(gè)供熱期將隨之降低，因此機(jī)組實(shí)際調(diào)峰范圍并沒有實(shí)質(zhì)性擴(kuò)大，采用該技術(shù)主要是為提高機(jī)組供熱能力，擴(kuò)大供熱面積。

2.5 低壓缸零出力技術(shù)

低壓缸零出力供熱技術(shù)，其核心是僅保留少量冷卻蒸汽進(jìn)入低壓缸，實(shí)現(xiàn)低壓轉(zhuǎn)子“零”出力運(yùn)行，更多的蒸汽進(jìn)入供熱系統(tǒng)，提高供熱能力，降低供熱期機(jī)組負(fù)荷的出力下限，滿足調(diào)峰需求，同時(shí)減少了機(jī)組冷源損失，發(fā)電煤耗下降明顯。對于 300 MW 等級(jí)機(jī)組，改造后在相同主蒸汽量的條件下，采暖抽汽流量每增加 100 t/h，供熱負(fù)荷增加約 70 MW，電負(fù)荷調(diào)峰能力增大約50 MW，發(fā)電煤耗降低約 36g/(kW·h)。該技術(shù)能

夠?qū)崿F(xiàn)供熱機(jī)組在抽汽凝汽與高背壓運(yùn)行方式的不停機(jī)靈活切換，實(shí)現(xiàn)熱電解耦，總體成本低，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用小。

2.6 幾種技術(shù)路線對比與選擇

如表 1 所示，綜合對比分析現(xiàn)有火電機(jī)組靈活性改造技術(shù)路線的投資費(fèi)用、運(yùn)行成本以及各自的優(yōu)缺點(diǎn)，低壓缸零出力供熱技術(shù)在初期投資、運(yùn)行成本、深度調(diào)峰能力方面都比其他技術(shù)有優(yōu)勢，非常適合現(xiàn)階段新建電廠以及已投產(chǎn)電廠機(jī)組靈活性改造，因此，該電廠進(jìn)行低壓缸零出力供熱技術(shù)改造具有可行性。

3 靈活性優(yōu)化改造對后期經(jīng)營的影響

3.1 華北電網(wǎng)調(diào)峰補(bǔ)償政策

3.1.1 調(diào)峰時(shí)段

2017 年 1 月 15 日起，華北電網(wǎng)調(diào)峰補(bǔ)償實(shí)施細(xì)則進(jìn)行了最新一次修訂(華北監(jiān)能市場[2017]18 號(hào)文)，將供熱月份(11 月至次年 3 月) “調(diào)峰貢獻(xiàn)”調(diào)整為由“低谷負(fù)荷率”計(jì)算得出。非供熱月份不變，同時(shí)適當(dāng)提高了補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，調(diào)峰時(shí)段如表 2 所示。

3.1.2 供熱期計(jì)算方法

供熱月份(每年 1—3 月、11 月、12 月)參與調(diào)峰輔助服務(wù)的機(jī)組按照機(jī)組低谷負(fù)荷率計(jì)算調(diào)峰貢獻(xiàn)。

機(jī)組因提供深度調(diào)峰服務(wù)造成的比基本調(diào)峰少發(fā)的電量，按照 250 元/(MW?h)補(bǔ)償。

單機(jī)容量在 100 MW 以上的機(jī)組啟停調(diào)峰一次，按機(jī)組容量補(bǔ)償 1500 元/MW。

因參與低谷調(diào)峰而將出力降至機(jī)組容量的50%以下的機(jī)組，低谷時(shí)段若出現(xiàn)滅火、非停掉閘情況，若在當(dāng)日早高峰前恢復(fù)并網(wǎng)，不計(jì)入非停考核。

3.2 計(jì)算結(jié)果

通過 3.1.2 中供熱期計(jì)算方法，可得出當(dāng)前電網(wǎng)調(diào)峰補(bǔ)償政策下，不同調(diào)峰負(fù)荷下的補(bǔ)償費(fèi)用。其中，按照系統(tǒng)低谷時(shí)段負(fù)荷率為 55%，計(jì)算得出不同調(diào)峰負(fù)荷下有償調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用；按照基本調(diào)峰負(fù)荷率為 50%，計(jì)算得出不同負(fù)荷下深度調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用；當(dāng)機(jī)組不參與電網(wǎng)深度調(diào)峰服務(wù)時(shí)，計(jì)算得出機(jī)組負(fù)荷高于系統(tǒng)低谷平均負(fù)荷時(shí)，需承擔(dān)每日的調(diào)峰分擔(dān)費(fèi)用。如圖 2 所示，若在供熱期，該電廠參與系統(tǒng)調(diào)峰，則會(huì)因調(diào)峰而少發(fā)電，同時(shí)獲得有償調(diào)峰補(bǔ)償和深度調(diào)峰補(bǔ)償，并隨著機(jī)組負(fù)荷的降低每月獲得補(bǔ)償依次遞增。但是如果機(jī)組不參與調(diào)峰時(shí)，按照“以熱定電”方式運(yùn)行，機(jī)組負(fù)荷率相對較高，可在供熱的同時(shí)多發(fā)電，同時(shí)要承擔(dān)調(diào)峰分?jǐn)傎M(fèi)用。收益影響/萬元

如圖 3、圖 4 所示。

本項(xiàng)目建設(shè) 2 臺(tái) 35 萬 kW 國產(chǎn)超臨界燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)間接空冷機(jī)組，安裝高效除塵、脫硫、脫硝和在線煙氣連續(xù)監(jiān)測裝置，各項(xiàng)排放指標(biāo)均滿足國家環(huán)保要求，設(shè)置 2 臺(tái) 1266 t/h 超臨界直流煤粉鍋爐，具備 820 MW 供熱能力，該廠機(jī)組設(shè)計(jì)供熱面積為 1640 萬 m 2 ，單臺(tái)機(jī)組額定抽汽量為 580 t/h，此抽汽量運(yùn)行工況下機(jī)組負(fù)荷范圍在280~300 MW。當(dāng)進(jìn)行靈活性改造時(shí)(以低壓缸零出力供熱技術(shù)方案為例)，采暖抽汽量每增加100 t/h，供熱負(fù)荷增加約 70 MW，電負(fù)荷調(diào)峰能力增大約 50 MW，結(jié)合額定采暖抽汽工況熱平衡圖，機(jī)組可增加 55 MW 的調(diào)峰出力，調(diào)峰范圍達(dá)到 225~300 MW。如圖 3、圖 4 所示，以標(biāo)煤單價(jià)為 700 元為界限，當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在 700 元以下時(shí)，在供熱期，該電廠收益會(huì)隨著機(jī)組負(fù)荷的升高呈上升趨勢，在機(jī)組負(fù)荷率約為 65%以上出現(xiàn)正收益；例如當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)為 500 元/t，機(jī)組負(fù)荷率為85%時(shí)，收益可達(dá)到 83 萬元/每月，此時(shí)，機(jī)組不宜進(jìn)行調(diào)峰，應(yīng)多帶負(fù)荷。當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在 700元以上時(shí)，該機(jī)組宜進(jìn)行調(diào)峰，以減少經(jīng)營損失。

4 結(jié)論

通過靈活性改造技術(shù)路線對比分析發(fā)現(xiàn)，雖然低壓缸零出力供熱技術(shù)運(yùn)行時(shí)間不長，但從國家政策、工程造價(jià)、運(yùn)行費(fèi)用及實(shí)際調(diào)峰能力來看，該技術(shù)是目前為止應(yīng)對熱電解耦相對較好的方案。

從經(jīng)濟(jì)性上分析，當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在 700 元/t 以下時(shí)，要確保效益最大化，應(yīng)在保證供熱負(fù)荷滿足要求的前提下，機(jī)組必須達(dá)到一定的調(diào)峰深度才能實(shí)現(xiàn)盈利，而不進(jìn)行調(diào)峰帶高負(fù)荷整體效益會(huì)更好；當(dāng)標(biāo)煤單價(jià)在 700 元/t 以上時(shí)，需在保證供熱負(fù)荷滿足要求的前提下，通過調(diào)峰降低機(jī)組負(fù)荷來減少虧損。同時(shí)也要看到，隨著計(jì)劃電向市場電的轉(zhuǎn)變，當(dāng)機(jī)組具備深度調(diào)峰能力時(shí)，在每天低谷時(shí)段的 5 h 之外，調(diào)度也很可能會(huì)利用該機(jī)組的調(diào)峰能力，使機(jī)組在低谷時(shí)段之外的發(fā)電負(fù)荷受到影響，從而增大企業(yè)電力營銷的難度及整體效益。

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